پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 30 99-5 2020 12 21 Determining the Best Log Combination and Electrofacies in Water Saturation Calculation, Kangan and Dalan Formations in the Central Persian Gulf تعیین بهترین ترکیب داده‌های چاه‌پیمایی و رخساره‌های الکتریکی در محاسبه اشباع آب، سازند‌های کنگان و دالان در بخش مرکزی خلیج فارس 3 15 1112 10.22078/pr.2020.4221.2912 FA رضا غلامی دانشکده زمین‌شناسی، پردیس علوم پایه، دانشگاه تهران، ایران وحید توکلی دانشکده زمین‌شناسی، پردیس علوم پایه، دانشگاه تهران، ایران Journal Article 2020 07 10 Calculating water saturation is one of the most important reservoir parameters for determining the volume of hydrocarbons in place, which it must be calculated with high accuracy. In this study, after the necessary corrections were made on the Water-base-core in Kangan and Dalan formations, the core water saturation was calculated by the Dean-Stark test method. After electrical measurements and determination of Archie coefficients on the core, water saturation values were calculated from Archie electrical models, Waxman Smith, Dual Water, and Archie-Dual Water in Geolog7 software. To generalize water saturation to other wells in this field, three facies models were produced by Multi-Resolution Graph-based Clustering (MRGC) and applied in one of the fields in the Central Persian Gulf. Afterwards, in the whole well, the difference between the average water saturation of the Dean-Stark test method and the electrical models was measured in 3 facies models. The results showed that in all three facies models created, the average values of water saturation calculated from the equations were higher than the water saturation calculated from the Dean-Stark test method. By making a comparison between facies models, it is obvious that the facies models based on input logs, including electrical resistance, sonic, neutron, and density, showed the least difference between the average water saturation of the Dean-Stark test and the electrical models. Comparing the average water saturation in the Dean-Stark method and the electrical models between the electrical facies of a model based on its input logs, it was concluded that the petrophysical parameters including porosity, sonic wave transit time, shale volume and density, as opposed to electrical resistance, are directly related to the reduction of the average water saturation difference. But lithology has less effect on the difference in average water saturation between the Dean-Stark method and electrical models. Therefore, to select the sample for determining the coefficients of Archie, it is appropriate to use this method of determining the electrical facies. تعیین اشباع آب یکی از مهم‌ترین پارامتر‌های مخزنی جهت تعیین حجم هیدروکربن درجا است که باید با دقت بالا محاسبه شود. در این مطالعه پس از آنکه تصحیحات لازم برروی مغزه‌های پایه آبی سازندهای کنگان و دالان صورت گرفت، به روش آزمایش دین‌استارک اشباع آب مغزه محاسبه گردید. پس از اندازه‌گیری‌هایی الکتریکی و تعیین ضرایب آرچی برروی مغزه، مقادیر اشباع آب از مدل‌های الکتریکی آرچی، واکسمن اسمیت، آب دوگانه و آرچی- آب دوگانه در نرم‌افزار ژئولاگ 7 محاسبه شد. برای تعمیم اشباع آب به سایر چاه‌های این‌میدان، سه مدل رخساره‌ای با روش خوشه‌‌بندی چند کیفیتی بر پایه نمودار تولید شد و در یکی از میادین بخش مرکزی خلیج فارس اعمال شد. سپس در کل چاه اختلاف میانگین اشباع آب بین روش آزمایش دین‌استارک و مدل‌های الکتریکی در 3 نوع مدل رخساره‌ای مجزا اندازه‌گیری شد. نتایج نشان داد که در هر سه مدل رخساره‌ای ایجاد شده، مقادیر میانگین اشباع آب محاسبه شده از معادلات، نسبت به اشباع آب محاسبه شده از روش آزمایش دین‌استارک بالاتر هستند. از مقایسه بین مدل‌های رخساره‌ای مشخص شد مدل رخساره‌ای که براساس لاگ‌های ورودی مقاومت الکتریکی، صوتی، نوترون و چگالی ایجاد شد، کمترین اختلاف میانگین اشباع آب آزمایش دین‌استارک با مدل‌های الکتریکی را نشان داد. از مقایسه میانگین اشباع آب در روش دین‌استارک و مدل‌های الکتریکی بین رخساره‌های الکتریکی یک مدل براساس لاگ‌های ورودی آن، نتیجه‌گیری شد که پارامتر‌های پتروفیزیکی تخلخل، زمان عبور موج صوتی، حجم شیل و چگالی برخلاف مقاومت الکتریکی رابطه مستقیم با کاهش اختلاف میانگین اشباع آب دارند، اما سنگ‌شناسی روی اختلاف میانگین اشباع آب بین روش دین‌استارک با مدل‌های الکتریکی تأثیر کمتری دارد. در نتیجه جهت انتخاب نمونه برای تعیین ضرایب آرچی، استفاده از این روش تعیین رخساره الکتریکی با لاگ‌های ورودی آن جهت تخمین اشباع آب مناسب است.

https://pr.ripi.ir/article_1112_8ed7271842d5088f7b13b33337080806.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 30 99-5 2020 12 21 Providing a Method for Predicting the Scale Formations Related to Changes in Temperature and Pressure of Production Wells Using the Marching Algorithm: A Case Study of One of the Wells in the Southwest of Iran ارائه یک روش پیش‌بینی تشکیل رسوبات معدنی مرتبط با تغییرات دما و فشار چاه تولیدی با استفاده از مارچینگ الگوریتم: مطالعه موردی یکی از چاه‌های نفتی جنوب غرب ایران 16 29 1108 10.22078/pr.2020.4170.2889 FA احسان خامه‌چی دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران 0000-0002-3907-6104 علیرضا دولت یاری دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران مسعود بیژنی دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران Journal Article 2020 05 13 The purpose of this research is initially to model the pressure and temperature profiles along with other properties of the reservoir production fluid such as density, viscosity, and different in situ useful parameters in the well using the Beggs and Brill method as well as the marching algorithm. As a result, we can be aware of scale formations anywhere in the well at any time without the use of particular physical and inside of the well tools without spending a lot of economic costs. After estimating the thermodynamic and physical conditions of the well fluid, the physicochemical state of the producing fluid in saturated, supersaturated, and undersaturated states forms problematic scale deposits using calculations of concentration changes and saturation index using Oddo and Tomson method. Finally, using mathematical models, we investigate and record the potential for deposition, critical depths, and prone to scale deposition. Although deposits that stop the production of wells may be in porous media, this study was performed only inside the well and the tubing. The results of modeling on one of the oil wells under the supervision of the national company for southern oilfields as a case study showed that with an increase in depth from the surface, the saturation indexes for hemihydrate calcium and strontium sulfate scales along the well in almost all the depths are negative. As a result, it can be said that there is no possibility of the formation of these scales at different depths of the well. The same is true for the scale formation of hydrated calcium sulfate (gypsum). In addition, near the surface, the saturation index of this scale is positive and slightly larger than zero, which indicates the possibility of gypsum deposition in this depth range. Finally, the saturation index for anhydrous calcium sulfate (anhydrite), barium sulfate, and calcium carbonate (calcite) scales have always been positive, which indicates the probability of the formation of these scales in the well. تشکیل رسوبات معدنی در چاه‌های تولیدی و تزریقی در صنعت نفت از جمله مشکلاتی است که اگر کنترل و پیشگیری نشود مشکلات بسیاری را به همراه خواهد داشت، به‌طوری‌که برای برطرف سازی و حذف آنها نیاز به صرف هزینه‌های زیاد اقتصادی برای تعمییر و تکمیل، عملیات اسیدکاری و انگیزش چاه و انواع بازدارنده‌ها می‌باشد. هدف از این پژوهش در ابتدا مدل‌سازی پروفایل‌های فشار و دما به همراه سایر خواص سیال تولیدی مخزن مانند چگالی، ویسکوزیته و دیگر پارامترهای تأثیرگذار به صورت درجا در چاه به کمک روش بگز و بریل و همچنین، مارچینگ الگوریتم می‌باشد به‌طوری‌که بتوان بدون استفاده از ابزار فیزیکی و درون چاهی خاص بدون صرف هزینه‌های زیاد اقتصادی در نقاط مختلف چاه در هر زمانی از فرآیند تولید از تشکیل رسوبات معدنی در هر نقطه از درون چاه آگاه شد. پس از تخمین شرایط ترمودینامیکی و فیزیکی سیال درون چاه، به بررسی وضعیت فیزیکی-شیمیایی سیال تولیدی در حالت‌های اشباع، فوق اشباع و زیر اشباع برای تشکیل رسوبات معدنی مسئله ساز با استفاده از محاسبه تغییرات غلظت و شاخص اشباع به کمک روش اودو و تامسون پرداخته و در نهایت با استفاده از مدل‌های ریاضی پتانسیل رسوب گذاری، نقاط (اعماق) بحرانی و مستعد برای رسوب‌گذاری را بررسی و ثبت کرد. هر چند ممکن است رسوبی که باعث توقف تولید چاه شود در محیط متخلخل باشد، اما این بررسی تنها درون چاه و در رشته تولیدی و لوله مغزی انجام شده است. نتایج حاصل از مدل‌سازی بر روی یکی از چاه‌های نفتی تحت نظر شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب به‌عنوان مطالعه موردی نشان داد که با افزایش عمق از سطح، شاخص رسوب‌گذاری برای رسوبات کلسیم سولفات نیمه آب دار(همی‌هیدارت) و استرانسیم سولفات در طول چاه تقریباً در تمام عمق‌ها منفی است و در نتیجه می‌توان گفت که احتمال تشکیل این رسوبات در اعماق مختلف این چاه وجود ندارد. همچنین برای رسوب کلسیم سولفات آب‌دار( ژیپس) تقریباً همین شرایط برقرار است. همچنین در نزدیکی سطح زمین شاخص اشباع این رسوب مثبت و کمی بزرگتر از صفر می باشد که نشان دهنده‌ی احتمال تشکیل رسوب ژیپس در این محدوده‌ی عمقی است. در نهایت، شاخص رسوب-گذاری برای رسوبات کلسیم سولفات بدون آب (انیدریت)، باریم سولفات و کلسیم کربنات (کلیست) همواره مثبت بوده که نشان دهنده‌ی وجود احتمال تشکیل این رسوبات در چاه می باشد.

https://pr.ripi.ir/article_1108_090d7050ca8df5bfc5eed9bb756ecc3c.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 30 99-5 2020 12 21 Upgrading of Lignin-derived Bio-oils: Hydrodeoxygenation Process of Anisole Using Platinum Catalyst ارتقاءکیفیت زیست‌سوخت‌های حاصل از پیرولیز لیگنین: فرآیند هیدرودی اکسیژناسیون انیسول با استفاده از کاتالیست پلاتین 30 41 1104 10.22078/pr.2020.4104.2856 FA پانته آ مرادی دانشکده شیمی، پردیس علوم، دانشگاه تهران، تهران، ایران مجید سعیدی دانشکده شیمی، پردیس علوم، دانشگاه تهران، تهران، ایران Journal Article 2020 03 07 In this research, catalytic hydrodeoxygenation process of anisole derived from lignin is investigated over Pt/Al2O3 catalyst at 573-673 K, 8-14 bar and space velocity of 3-20 (ganisole/gcatalyst*h), in the presence of hydrogen as one of the reactants, using a fixed-bed tubular reactor. The main reaction classes during catalytic conversion of anisole are hydrogenolysis, hydrodeoxygenation, dehydration and transalkylation. During this process, anisole initially converts to phenol through hydrogenolysis reaction. Afterwards, phenol derivatives including: 2-methyl phenol, 2,4-di methyl phenol, 2,3,5,6-tetra methyl phenol are generated via alkylation and trans-alkylation reactions. Benzene is formed through hydrodeoxygenation (HDO) reaction. More over hexa-methylbenzene is formed via alkylation and HDO reactions. Reactions network and kinetic constants are determined using products selectivity and anisole conversion data. According to achieved results, phenol, 2-methyl phenol and benzene are primary products of HDO process. Furthermore, based on kinetic calculations, formation of benzene is not a first-order reaction. Formation of phenol, 2,4,6-tri methyl phenol, 2,6-di methyl phenol, 2-methyl phenol, hexamethyl benzene and 2,3,5,6-tetra methyl phenol are first-order reactions, and the activation energy for their formation are 25.3 kJ/mol, 40.2 kJ/mol, 43.4 kJ/mol, 55.4 kJ/mol, 70.1 kJ/mol and 93.6 kJ/mol respectively. در این پژوهش به بررسی فرآیند هیدرودی‌اکسیژناسیون کاتالیزوری انیسول مشتق شده از لیگنین برروی کاتالیزور Pt/Al2O3 در دماهای K 673-573، فشار bar 14-8 و سرعت فضایی g anisole/g catalyst˟h20-3 در راکتور لوله‌ای با بستر ثابت در حضور گاز هیدروژن به‌عنوان یکی از واکنش‌دهنده‌ها پرداخته شده است. واکنش‌های اصلی در فرآیند تبدیل کاتالیستی انیسول، شامل هیدروژن کافت، هیدرودی اکسیژناسیون، هیدروژن زدایی و ترانس آلکیلاسیون می‌باشد. در این فرآیند، ابتدا طی واکنش هیدروژن کافت، انیسول به فنول تبدیل می‌شود. سپس، مشتقات فنولی شامل 2- متیل فنول، 2,4- دی متیل فنول، 6،5،3،2- تترا متیل فنول طی فرآیندهای ترانس آلکیلاسیون و آلکیلاسیون تولید می‌شوند. بنزن نیز طی واکنش هیدرودی اکسیژناسیون تولید می‌شود. هم‌چنین، هگزا متیل بنزن به روش‌های آلکیلاسیون و هیدرودی اکسیژناسیون تشکیل می‌شود. شبکه واکنش و ثوابت سینتیکی واکنش‌ها براساس نتایج گزینش‌پذیری محصولات و میزان تبدیل انیسول، تعیین گردید. با توجه به نتایج به‌دست آمده از شبکه واکنش، فنول، 2- متیل فنول و بنزن محصولات اولیه فرآیند هیدودی اکسیژناسیون هستند. هم‌چنین براساس محاسبه‌های سینتیکی، تولید بنزن از سینتیک مرتبه اول پیروی نمی‌کند و تولید محصولات فنول، 2,4, 6-تری متیل فنول 2, 6 -دی متیل فنول، 2- متیل فنول، هگزا متیل بنزن و 6،5،3،2- تترا متیل فنول از سینتیک مرتبه اول پیروی کرده و انرژی فعا‌ل‌سازی برای تشکیل این محصولات به‌ترتیب kJ/mol 3/25، kJ/mol 2/40 ، kJ/mol 4/43، kJ/mol4/55، kJ/mol 1/70 و kJ/mol6/93 می‌باشد.

https://pr.ripi.ir/article_1104_612958e14fd03a26c92bb151c710d0c2.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 30 99-5 2020 12 21 Modeling and Simulation Study of Gas Injection in Three-Phase Flow Riser-Pipe System to Mitigate Severe Slugging مدل‌سازی و شبیه‌سازی تزریق گاز به‌منظور کاهش لختگی شدید در جریان سه فازی در سیستم لوله- بالابرنده‌ 42 56 1106 10.22078/pr.2020.4117.2865 FA علیرضا بهمئی گروه مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، نفت وگاز، دانشگاه شیراز، ایران علی صنعتی گروه مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، نفت وگاز، دانشگاه شیراز، ایران محمد رضا ملایری گروه مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، نفت وگاز، دانشگاه شیراز، ایران 0000-0001-8376-8055 Journal Article 2020 03 21 Severe slugging in risers hinders the steady production of oil, and it may also damage the equipment. Thus, finding a proper way to prevent such a phenomenon is of great importance. The aim of this study was to provide a mathematical model to investigate the three-phase flow of oil, water and gas in a riser-pipeline system. To do so, a bulk model was chosen to simulate the pipeline under two scenarios. In the first scenario, gas can penetrate the riser and flow upward whereas, in the second scenario, liquid holdup limits the gas flow in the riser. Moreover, the riser system was modeled with the assumption of a distribution parameter system that used dynamic nodes to evaluate the local conditions. Mass transfer between the oil and gas phase was also estimated by the black-oil approximation. After modeling the riser-pipeline system, gas injection at the riser base was simulated to stabilize the flow and prevent the upcoming issues. In addition, a criterion to determine the amount of the injected gas was proposed. Finally, results obtained from modeling were compared with the results of the OLGA simulation software which showed good agreement. از آنجا که لختگی شدید در بالابرنده‌ها مانع تولید پایا و باعث از کار افتادن تجهیزات تولید می‌شود، یافتن روشی مناسب برای پیشگیری از این پدیده از اهمیت به‌سزایی برخوردار است. هدف از این پژوهش ارائه‌ یک مدل ریاضی برای تحقیق در مورد رفتار جریان آب، نفت و گاز در سیستم لوله- بالابرنده است. برای این منظور، جریان سیالات در شبیه‌سازی خط لوله توسط یک مدل توده‌ای در دو حالت مدل‌سازی شده است. در حالت اول، گاز توانایی نفوذ در بالابرنده را دارد و جریان گاز به‌صورت پیوسته است و در حالت دوم، تجمع مایع صورت گرفته در پایه‌ بالابرنده، مانع نفوذ گاز می‌شود و لذا جریان گاز به‌صورت ناپیوسته است. در مدل‌سازی بالابرنده از گره‌های متحرک برای سنجش شرایط محلی استفاده شده است. همچنین، انتقال جرم بین فازهای نفت و گاز توسط تقریب نفت سیاه تخمین زده شده است. پس از مدل‌سازی لختگی شدید، به‌منظور کاهش این پدیده و برای پایدارسازی جریان و جلوگیری از مشکلات احتمالی، تزریق گاز به پایه‌ بالابرنده، شبیه‌سازی و سپس معیاری برای محاسبه‌ میزان تزریق گاز جهت دست‌یابی به پایداری نسبی ارائه شده است. در نهایت، معادلات با استفاده از یک روش ضمنی و با استفاده از سعی و خطا برای رفتار غیر‌خطی، گسسته‌سازی و انتگرال‌گیری شده‌اند. نتایج به‌دست آمده برای مدل‌سازی لختگی شدید و اثر تزریق گاز بر این مدل‌سازی، با نرم‌افزار شبیه‌سازی الگا (OLGA) مقایسه شدند که تشابه خوبی حاصل شد.

https://pr.ripi.ir/article_1106_941644e489fe57688e16bc23dde19b81.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 30 99-5 2020 12 21 Experimental Investigation of Kaolinite Clay Role in Low Salinity Water Flooding: A Micromodel Study بررسی آزمایشگاهی اثر رس کائولینیت بر عملکرد تزریق آب با شوری کم در محیط میکرومدل 72 83 1103 10.22078/pr.2020.3890.2772 FA راضیه کشیری بخش مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز، ایران عظیم کلانتری اصل بخش مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز، ایران رفعت پارسایی بخش مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز، ایران مجتبی قائدی بخش مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز، ایران حجت مهدی یار بخش مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز، ایران Journal Article 2019 08 16 Water flooding is one of the most important enhanced oil recovery (EOR) methods in the world. It has been successfully implemented in many oilfields. Low salinity water flooding (LSWF) has been recognized as one of the promising methods for enhanced oil recovery of clay-rich sandstone reservoirs. Many studies have shown that LSWF has an important role in formations with sufficient amount of clay. However, different hypotheses that have been proposed for oil recovery due to LSWF mechanisms are not completely accepted, and they need more investigation due to controversial response to LSWF. Thus, there is not a general agreement for mechanisms behind low salinity effects and associated problems such as fines migration and formation damage. In this study, 2-D glass micromodels (clean and clay-coated) and crude oil from an Iranian oilfields were used to visualize the effect of lowering injected water salinity (30000 ppm, 4000 ppm, 2000 ppm and DI water) on fines migration and improved oil recovery. In addition, single phase flow test was performed to evaluate possible fines migration with the same salinities. Results indicate an increase in recovery for both clay-coated and clay-free systems while additional oil recovery during LSWF in clay-coated micromodel was more significant (3.07%) comparing to that for clay-free micromodel (1.89%). Fines migration was observed during both single- and two-phase flow experiments. تزریق آب یکی از مهم‌ترین روش‌های ازدیاد برداشت نفت است که در میادین مختلفی در دنیا به‌صورت موفقیت آمیز مورد استفاده قرار گرفته است. تحقیقات جدید نشان داده است که شوری آب ضمن اهمیت آن برای مباحث مربوط به آزادسازی ذرات و آسیب سازند می‌تواند نقش مهمی در افزایش تولید نفت داشته باشد. پژوهش‌های زیادی نشان داده‌اند که وجود رس در سازندهای ماسه‌سنگی می‌تواند در ازدیاد برداشت نفت در اثر تزریق آب با شوری کم نقش به‌سزایی داشته باشد. با این حال، همه محققان نظر واحدی در این زمینه ندارند. همچنین، اکثر مطالعات مرتبط با جدا شدن و مهاجرت ذرات در اثر تزریق آب با شوری کم هم با سیال تک فازی (آب) انجام شده است. بنابراین، در این مطالعه با استفاده از محیط متخلخل دوبعدی (میکرومدل شیشه‌ای)، به بررسی نقش رس کائولینیت بر عملکرد تزریق آب با شوری کم در مقیاس آزمایشگاهی پرداخته شده است. در آزمایش‌های انجام شده از نفت قطبی یکی از میادین جنوب ایران به‌عنوان فاز نفتی و شوری‌های مختلف آب‌نمک سدیم‌کلرید به‌عنوان فاز آبی استفاده شده است. نتایج این مطالعه نشان می‌دهد در هر دو حالت میکرومدل پوشیده با رس و عاری از آن، با کاهش شوری، افزایش برداشت مشاهده می شود. افزایش ضریب بازیافت نهایی مطلق در میکرومدل پوشیده از رس و عاری از رس در اثر تزریق آب با شوری کم، به‌ترتیب 07/3% و 89/1% حجم اولیه نفت می‌باشد. به‌علاوه، مهاجرت ذرات در آزمایش‌های دو فازی و تک فازی در میکرومدل پوشیده با رس در اثر کاهش پیوسته شوری آب تزریقی مشاهده شد.

https://pr.ripi.ir/article_1103_91577cde87dd34e13f64c058db4ec052.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 30 99-5 2020 12 21 Investigation of Parameters Affecting the Performance of Electrostatic Desalting Process Using Neural Network بررسی پارامترهای مؤثر بر عملکرد فرآیند نمک‌زدای الکترواستاتیک به‌کمک شبکه عصبی 84 97 1113 10.22078/pr.2020.4287.2944 FA حامد کاظمی گلباغی آزمایشگاه فرآیندهای جداسازی و نانوفناوری، دانشکده فنی کاسپین، پردیس دانشکده‌های فنی دانشگاه تهران، ایران مهدی محمدی گروه فناوری‌های تبدیل و بهینه‌سازی، پژوهشکده توسعه فناوری‌های پالایش، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران سیدحامد موسوی آزمایشگاه فرآیندهای جداسازی و نانوفناوری، دانشکده فنی کاسپین، پردیس دانشکده‌های فنی دانشگاه تهران، ایران محمدعلی موسویان دانشکده مهندسی شیمی، پردیس دانشکده‌های فنی، دانشگاه تهران، ایران Journal Article 2020 09 14 Dispersed water-in-oil as a stable emulsion causes numerous problems in extraction, transportation and refining of the crude oil. In the most desalting units, high voltage electrical field is utilized to separate water and ionic components from the crude oil. The efficiency of desalting units depends on operational conditions and hence in this study the result of several parameters on salt content of output crude oil in a desalting unit was considered for both theoretical and experimental studies. For this goal, optimized artificial neural network (ANN) using cuckoo optimization algorithm was applied to simulate the process. The optimum temperature, water injection rate, retention time, differential pressure of mixing valves and injection rate of demulsifier were predicted by the consequences of simulation as the optimum value for each of the parameters was respectively equal to 79 ppm, 3.25%, 8.5 bar and 90 ppm. Then, because of the significant effect of the demulsifiers, the variation of each parameter was evaluated in the presence of four types of demulsifier separately. The results showed that an increase in the basic sediment and water content (BS&W) and specific gravity of crude oil has adverse effects on desalting process efficiency. آنچه تحت عنوان نفت خام از چاه‌های نفتی استخراج می‌شود؛ در حقیقت امولسیونی از ذرات ریز آب با اندازه کوچک‌تر از تقریباً μm 100 است که در فاز نفتی پراکنده شده است. این امولسیون که امولسیونی پایدار است؛ در‌صورتی‌که به دو فاز آب و نفت تفکیک نشود؛ موجب بروز مشکلات جدی در فرآیند انتقال و پالایش نفت خام خواهد شد. به منظور جداسازی آب و ترکیبات یونی همراه آن از نفت خام، واحدهای نمک‌زدایی که در آن‌ها از میدان الکتریکی با شدت بالا استفاده می‌شود، مورد استفاده قرار می‌گیرند. بازدهی این واحدها به متغیرهای متعددی وابسته است. در این پژوهش، اثر پارامترهای مختلف بر میزان نمک همراه نفت خروجی یک واحد نمک‌زدا مطالعه شده است. بدین منظور، شبکه عصبی بهینه شده به‌وسیله الگوریتم فاخته مورد استفاده قرار گرفته است. به کمک نتایج شبیه‌سازی، مقادیر بهینه دما، درصد آب تزریقی، افت فشار در شیر اختلاط و غلظت تعلیق‌شکن معین شده است؛ به‌طوری‌که این مقادیر به‌ترتیب برابر با C° 79، 25/3%، bar 85/0 و ppm 90 است. با توجه به اهمیت نوع تعلیق‌شکن، به منظور بررسی اثر آن بر سایر پارامترها، در مطالعه صورت گرفته، از چهار نوع تعلیق‌شکن متفاوت استفاده شده است. نتایج حاصل نشان می‌دهد که افزایش آب و رسوبات همراه نفت و وزن مخصوص نفت خام، بر بازدهی فرآیند نمک‌زدایی تأثیر منفی دارند.

https://pr.ripi.ir/article_1113_bf5c5ba5ba4202b004d6fdde05038151.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 30 99-5 2020 12 21 Characterization of Pore Types, Microfacies and Rock Types in the Bangestan Reservoir of Gachsaran Oilfield, SW Iran تعیین انواع تخلخل، ریز رخساره‏ها و گونه‏های سنگی در مخزن بنگستان میدان گچساران، جنوب غرب ایران 84 97 1105 10.22078/pr.2020.4095.2858 FA بهمن سلیمانی گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم زمین، دانشگاه شهیدچمران اهواز، ایران رامین مالدار گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم زمین، دانشگاه شهیدچمران اهواز، ایران 0000-0002-8387-5835 علی غبیشاوی اداره مطالعات زمین‌شناسی، شرکت ملی مناطق نفت‌خیز جنوب، ایران Journal Article 2020 03 13 Determination of porosity type, microfacies and rock types are important tools in diagnostic of distribution of reservoir characteristics. The main aim of the present paper is to study these parameters in Bangestan reservoir of the Gachsaran oilfield which is located in Dezful embayment, SW Iran. The porosity types and microfacies were scrutinized by using 200 thin sections of three wells of Bangestan reservoir, and thus 4 microfacies were identified. The Hydraulic Flow Units (HFU) method was used to analyze the reservoir quality and distinguish reservoir and non-reservoir units. Determination of flow units was done based on Stratigraphic Modified Lorenz Plot (SMLP) and Flow Zone Indicator (FZI) methods. Four flow units were identified by SLMP method. In addition, four flow units were identified by flow zone indicator and Discrete Rock Types (DRT) methods which each of them were distinguished based on the petrophysical properties. The reservoir properties improve from DRT0 to DRT3 which permeability increases. تعیین نوع تخلخل، ریز رخساره‌ها و گونه‌های سنگی ابزارهای مهمی در شناخت توزیع ویژگی‌های مخزنی محسوب می‌شوند. هدف اصلی این مطالعه، بررسی این پارامترها در مخزن بنگستان میدان نفتی گچساران واقع در در ناحیه فرو افتادگی دزفول، جنوب‌غرب ایران، است. با استفاده از 200 مقطع نازک، انواع تخلخل و میکروفاسیس‌ها در سه چاه مخزن بنگستان، مورد بررسی قرار گرفت و بر این اساس، 4 میکروفاسیس تعیین گردید. در بررسی کیفیت مخزنی و به منظور شناسایی واحدهای مخزنی و غیرمخزنی، از روش تعیین واحدهای جریانی هیدرولیکی استفاده شد. تعیین واحدهای جریانی بر مبنای روش نمودار اصلاح شده چینه‌ای لورنز و نشانگر منطقه جریانی انجام شد. براساس نمودار لورنز، حداقل تعداد 4 واحد جریانی به‌دست آمد. توسط روش نشانگر منطقه جریانی 4 واحد جریانی و در نهایت، 4 گونه‏ سنگی مجزا (DRT) حاصل شد که هر یک از این واحدها، خصوصیات پتروفیزیکی مربوط به خود را دارا هستند. از DRT1 به‌سمت DRT4، خصوصیات مخزنی رو به بهبود هستند و بر میزان تراوایی افزوده می‏شود.

https://pr.ripi.ir/article_1105_ece3e3d87ad4290713701033a601cb54.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 30 99-5 2020 12 21 Experimental Investigation of Rock and Fluid Interaction during CO2 Injection in a High Permeable Heavy Oil Sandstone Reservoir بررسی آزمایشگاهی برهم‌کنش سنگ و سیال در تزریق گاز دی‌اکسیدکربن در یک مخزن ماسه‌سنگی حاوی نفت سنگین با تراوایی بالا 98 113 1111 10.22078/pr.2020.3844.2751 FA سید جمال الدین آروس دانشکده مهندسی نفت و گاز، پژوهشکده نفت و گاز سهند، دانشگاه صنعتی سهند تبریز، ایران الناز خداپناه دانشکده مهندسی نفت و گاز، پژوهشکده نفت و گاز سهند، دانشگاه صنعتی سهند تبریز، ایران 0000-0003-3262-9340 سید علیرضا طباطبائی نژاد دانشکده مهندسی نفت و گاز، پژوهشکده نفت و گاز سهند، دانشگاه صنعتی سهند تبریز، ایران Journal Article 2019 07 04 Rock and fluid interactions play an important role in many aspects of formation evaluation and reservoir characterization studies. Chemical reaction of the injected fluids with reservoir rock and fluid affects the efficiency of EOR processes due to alteration of oil and rock petrophysical properties. Hence, it is necessary to investigate these interactions during EOR operations. In this study, the effect of gas injection velocity and pressure, and injection orientation on rock and fluid interaction are investigated during CO2 injection, as tertiary recovery mechanism, into a high-permeable heavy oil sandstone reservoir. The oil and sand samples have been taken from an Iranian southern oil reservoir. The results of the orientation effect of the sandpack model show that due to the gravitational stability of the vertical injection, the dissolution of the minerals as well as the asphaltene precipitation is more than the horizontal injection mode. Also, the results indicate that as the injection pressure increases, the dissolution of minerals and asphaltene precipitation also increases. This is due to the fact that by increasing pressure, more CO2 is dissolved in crude oil and water. In addition, as the injection velocity decreases, the contact time between the formed acid and the rock as well as CO2 and crude oil increases. Therefore, the possibility of dissolution of minerals and asphaltene precipitation increases. برهم‌کنش سنگ و سیال نقش مهمی در بسیاری از جنبه‌های مطالعاتی ارزیابی سازند و تعیین مشخصات مخزن ایفا می‌کند. واکنش شیمیایی سیالات تزریق‌ شده با سنگ و سیال مخزن به دلیل تغییر خواص نفت و همچنین تغییر خواص پتروفیزیکی سنگ، بازدهی فرآیندهای ازدیاد برداشت نفت را تحت تأثیر قرار می‌دهد؛ بنابراین، بررسی این برهم‌کنش‌ها در طول عملیات ازدیاد برداشت نفت امری ضروری است. در این پژوهش تأثیر پارامترهای جهت‌گیری تزریق در مدل شن فشرده، سرعت و فشار تزریق گاز در برهم‌کنش سنگ و سیال طی فرآیند تزریق CO2 به‌عنوان مکانیسم برداشت ثالثیه به مخزن ماسه‌سنگی حاوی نفت سنگین با تراوایی بالا مورد بررسی قرار گرفته است. نتایج بررسی جهت‌گیری مدل شن فشرده نشان می‌دهد که به دلیل جابه‌جایی با پایداری گرانشی در حالت تزریق عمودی، انحلال کانی‌ها و همچنین رسوب آسفالتین در این حالت تزریق بیش از حالت تزریق افقی است. در آزمایش‌های مربوط به بررسی فشار تزریق مشاهده شده است که با افزایش فشار تزریق، انحلال مواد معدنی و رسوب آسفالتین افزایش می‌یابد؛ زیرا با افزایش فشار، CO2 بیشتری در نفت خام و آب سازندی حل می‌شود. نتایج بررسی سرعت تزریق نشان می‌دهد که با کاهش سرعت تزریق مدت‌زمان در تماس بودن اسید تشکیل‌شده با سنگ و همچنین، CO2 با نفت خام افزایش می‌یابد. بنابراین، احتمال انحلال کانی‌ها و رسوب آسفالتین افزایش می‌یابد. برای این پژوهش از نمونه نفت و ماسه یکی از مخازن نفتی جنوب ایران استفاده گردید.

https://pr.ripi.ir/article_1111_be41ef06dda3f558356b4562ba188522.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 30 99-5 2020 12 21 Stress Distribution in Fractured Reservoirs: Effects of Fracture Density, Oblique Loading and Parameters of Rock and Fracture توزیع تنش در مخازن شکاف‌دار: اثر تراکم شکستگی، بارگذاری زاویه‌دار و پارامترهای سنگ و شکستگی 114 128 1114 10.22078/pr.2020.3979.2811 FA میثم خدایی گروه مهندسی نفت، واحد علوم و تحقیقات، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران ابراهیم بی نیاز دلیجانی گروه مهندسی نفت، واحد علوم و تحقیقات، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران مستانه حاجی پور گروه مهندسی نفت، واحد علوم و تحقیقات، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران 0000-0002-3122-4934 کسری کروبی گروه مهندسی نفت، واحد علوم و تحقیقات، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران Journal Article 2019 11 14 The presence of natural fractures in fractured reservoirs plays an important role in determining the stress state that is affected by tectonic stresses and local perturbation. Fracture orientation, well stability and permeability anisotropy are all factors associated with local stress variations. Nowadays, to better understand the geomechanical behavior of reservoirs, most mechanical and hydraulic behavior modelings are coupled with stress variations. In this study, in order to investigate the correlation between fracture density (as one of the geometric properties of fracture network) and oblique loading of tectonic stress, with the variability of stress and shear strain, a discrete fracture network (DFN) was generated using the stochastic approach. Afterwards, considering the tensorial nature of the stress, the stress field under different conditions of tectonic stresses was determined using FLAC2D software as a finite-difference method. Finally, stress data were analyzed using tensor-based mathematical equations. Then, the effect of four parameters of (1) rock tensile strength, (2) rock cohesion, (3) fracture normal stiffness, and (4) fracture dilation angle on stress dispersion in loading at different angles were evaluated. The results showed that the stress perturbation and the effective variance, which indicate the dispersion of the stress distribution, have a direct relationship with the fracture density, which is defined as the number of fractures per area unit utilizing the window sampling approach. Moreover, the loading orientation is effective in total stress variability, and the effective variance is highest at loading angle of 50° and lowest at 170°. Among the parameters, it was found out that normal stiffness had the greatest effect on stress distribution, and the effects of the rock parameters were negligible. Overall, it can be said that the stress distribution and dispersion, in a dense fracture network with a normal stiffness of 500 GPa/m and a loading angle of 50°, have the maximum value. حضور شکستگی‌های طبیعی در مخازن شکاف‌دار نقش مهمی در تعیین وضعیت تنش که تحت تأثیر تنش‌های تکتونیکی و آشفتگی محلی قرار دارد، ایفا می‌کند. جهت شکستگی، پایداری چاه و ناهمسانگردی تراوایی از جمله موارد وابسته به تغییرات تنش محلی هستند. امروزه برای درک بهتر رفتار ژئومکانیکی مخازن، اکثر مدل‌سازی‌های رفتار مکانیکی و هیدرولیکی با تغییرات تنش کوپل می‌شوند. در این پژوهش به منظور بررسی ارتباط بین تراکم شکستگی (به‌عنوان یکی از خواص هندسی شبکه شکستگی) و نیز بارگذاری تنش تکتونیکی زاویه‌دار، با تغییرپذیری تنش و کرنش برشی، ابتدا با استفاده از رویکرد تصادفی، شبکه شکستگی مجزا (DFN) ایجاد گردید. سپس با در نظر گرفتن ماهیت تانسوری تنش، میدان تنش با استفاده از نرم‌افزار FLAC2D بر پایه روش تفاضل محدود، تعیین شد. در نهایت داده‌های تنش با استفاده از روابط ریاضی مبتنی بر تانسور، مورد تجزیه و تحلیل قرار گرفت. در ادامه تأثیر چهار پارامتر مقاومت کششی سنگ، چسبندگی سنگ، سفتی نرمال شکستگی و زاویه اتساع شکستگی بر پراکندگی تنش در بارگذاری تحت زوایای مختلف، مورد ارزیابی قرار گرفت. نتایج نشان داد که آشفتگی تنش و واریانس مؤثر که معرف پراکندگی توزیع تنش است، با تراکم شکستگی که به‌صورت تعداد شکستگی بر واحد سطح با استفاده از رویکرد نمونه‌برداری پنجره‌ایی تعریف می‌شود، رابطه مستقیم دارد. همچنین مشاهده شد که جهت بارگذاری در تغییرپذیری تنش کل تأثیرگذار بوده و واریانس مؤثر، در زاویه بارگذاری °50 دارای بیشترین و در °170 دارای کمترین مقدار است. در میان پارامترها، مشخص گردید که سفتی نرمال بیشترین تأثیر را در توزیع تنش داشته و تأثیر پارامترهای سنگ بسیار ناچیز است. به‌طور کل می‌توان گفت توزیع و پراکندگی تنش در یک شبکه شکستگی متراکم با سفتی نرمال GPa/m 500 و زاویه بارگذاری °50، دارای مقدار بیشینه است.

https://pr.ripi.ir/article_1114_fa55c149a1c6fc7c6f5d793417d9f1c8.pdf

پژوهشگاه صنعت نفت پژوهش نفت 2345-2900 30 99-5 2020 12 21 Investigation of Effects of Frequency and n-heptane on Rheological Behavior of Crude Oil – A Case Study of Mansouri Reservoir بررسی اثرات فرکانس و هپتان نرمال بر رفتار رئولوژی نفت خام– مطالعه موردی مخزن منصوری 129 138 1110 10.22078/pr.2020.4195.2901 FA محمدجواد فاضلی دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه آزاد اسلامی، واحد شیراز، شیراز، ایران بهزاد وافری دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه آزاد اسلامی، واحد شیراز، شیراز، ایران 0000-0003-3218-9824 Journal Article 2020 06 09 Asphaltene not only increases the viscosity of crude oil, but it can block oil extraction, transportation, and separation equipment. In the present study, effects of frequency and addition of n-heptane on rheological behavior of two oil samples (i.e., 23 and 71) from Mansouri oil reservoir (Iran) are investigated. Variation of viscosity is used as a criterion for amount of asphaltene separation, and loss factor is employed for distinguish the viscos as well as elastic (liquid or gel-like) behavior of the oil samples. Both viscosity and frequency tests have been conducted at different concentrations of n-heptane. The viscosity tests revealed that addition of n-heptane to the oil samples results in separation of high amount of their asphaltene. Moreover, viscosity of the oil samples continuously decreases by increasing the concentration of n-heptane. Afterwards, the numerical values of loss factor for the oil samples having different concentrations of n-heptane are measured using the frequency test. It’s simply possible to understand liquid or gel-like behavior of oil using this factor. Finally, by focusing on viscosity decrease as well as liquid-like behavior of oil, the optimum range for frequency and concentration of n-heptane are determined. The results revealed that by adding 75 volume percent of n-heptane to oil sample of 23 in frequency of higher than 33.6 rad.s-1, the liquid-like behavior is seen, and viscosity decreased more than 97%. Moreover, the best results for the oil sample of 71 is obtained during adding 75 volume percent of n-heptane in frequency of higher than 23.4 rad.s-1. The oil sample experiences more than 96% decrease in its viscosity, and it also shows a liquid-like behavior in this condition. آسفالتین نه تنها ویسکوزیته نفت خام را افزایش می‌دهد بلکه می‌تواند تجهیزات استخراج، انتقال و جداسازی آن را نیز مسدود ‌کند. بنابراین در پژوهش حاضر، اثر فرکانس زاویه‌ای و افزودن هپتان نرمال بر رفتار رئولوژی دو نمونه‌ نفتی 23 و 71 میدان منصوری بررسی شد. تغییرات ویسکوزیته به‌عنوان معیاری از میزان جداسازی آسفالتین، و فاکتور اتلاف برای تشخیص رفتار ویسکوز یا الاستیک (مایع یا ژله‌ای مانند) نفت استفاده شده است. آزمایشات ویسکوزیته و فرکانس زاویه‌ای در غلظت‌های مختلف هپتان نرمال انجام گرفت. آزمایشات ویسکوزیته اثبات کرد که با افزودن هپتان نرمال به هر دو نمونه، مقدار زیادی از آسفالتین آنها از نفت جدا می‌شود. علاوه‌بر این، با افزایش غلطت هپتان نرمال، ویسکوزیته هر دو نمونه به‌صورت پیوسته کاهش می‌یابد. در ادامه آزمایش فرکانس زاویه‌ای، برای اندازه‌گیری مقادیر عددی فاکتور اتلاف برای نمونه‌های نفتی در حضور غلظت‌های مختلف هپتان نرمال استفاده شده است. با استفاده از فاکتور اتلاف به راحتی می‌توان رفتار مایع- مانند یا ژله‌ای- مانند نفت را تشخیص داد. در نهایت با در نظرگیری همزمان کاهش ویسکوزیته و رفتار مایع- مانند نفت، محدوده‌ی بهینه‌ فرکانس زاویه‌ای و غلطت هپتان نرمال برای نمونه‌های نفتی تعیین شد. نتایج نشان داد که افزودن 75% حجمی هپتان نرمال به نمونه نفت 23 در فرکانس بالاتر از rad.s-1 6/33، منجر به رفتار مایع- مانند آن شده و ویسکوزیته آن‌ را بیش از 97% کاهش می‌دهد. همچنین، بهترین نتایج برای نمونه نفت 71 با افزودن 75% حجمی هپتان نرمال در فرکانس بیشتر از rad.s-1 4/23 به‌دست آمد. در این شرایط، تقریباً 96% کاهش در ویسکوزیته‌ نفت مشاهده شد و نمونه‌ نفتی رفتار مایع- مانند از خود نشان داد. آسفالتین نه تنها ویسکوزیته نفت خام را افزایش می‌دهد بلکه می‌تواند تجهیزات استخراج، انتقال و جداسازی آن را نیز مسدود ‌کند. بنابراین در پژوهش حاضر، اثر فرکانس زاویه‌ای و افزودن هپتان نرمال بر رفتار رئولوژی دو نمونه‌ نفتی 23 و 71 میدان منصوری بررسی شد. تغییرات ویسکوزیته به‌عنوان معیاری از میزان جداسازی آسفالتین، و فاکتور اتلاف برای تشخیص رفتار ویسکوز یا الاستیک (مایع یا ژله‌ای مانند) نفت استفاده شده است. آزمایشات ویسکوزیته و فرکانس زاویه‌ای در غلظت‌های مختلف هپتان نرمال انجام گرفت. آزمایشات ویسکوزیته اثبات کرد که با افزودن هپتان نرمال به هر دو نمونه، مقدار زیادی از آسفالتین آنها از نفت جدا می‌شود. علاوه‌بر این، با افزایش غلطت هپتان نرمال، ویسکوزیته هر دو نمونه به‌صورت پیوسته کاهش می‌یابد. در ادامه آزمایش فرکانس زاویه‌ای، برای اندازه‌گیری مقادیر عددی فاکتور اتلاف برای نمونه‌های نفتی در حضور غلظت‌های مختلف هپتان نرمال استفاده شده است. با استفاده از فاکتور اتلاف به راحتی می‌توان رفتار مایع- مانند یا ژله‌ای- مانند نفت را تشخیص داد. در نهایت با در نظرگیری همزمان کاهش ویسکوزیته و رفتار مایع- مانند نفت، محدوده‌ی بهینه‌ فرکانس زاویه‌ای و غلطت هپتان نرمال برای نمونه‌های نفتی تعیین شد. نتایج نشان داد که افزودن 75% حجمی هپتان نرمال به نمونه نفت 23 در فرکانس بالاتر از rad.s-1 6/33، منجر به رفتار مایع- مانند آن شده و ویسکوزیته آن‌ را بیش از 97% کاهش می‌دهد. همچنین، بهترین نتایج برای نمونه نفت 71 با افزودن 75% حجمی هپتان نرمال در فرکانس بیشتر از rad.s-1 4/23 به‌دست آمد. در این شرایط، تقریباً 96% کاهش در ویسکوزیته‌ نفت مشاهده شد و نمونه‌ نفتی رفتار مایع- مانند از خود نشان داد.

https://pr.ripi.ir/article_1110_de703a70dd86ac1aaacabbf2a67ab02c.pdf